Nghiên cứu thiết kế hệ thống phần mềm điều khiển và giám sát theo mô hình trung tâm điều khiển từ xa trạm biến áp không người trực ứng dụng cho trạm trôi 110kv

..

BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA HÀ NỘI
---------------------------------------

Nguyễn Tiến Khang

NGHIÊN CỨU THIẾT KẾ HỆ THỐNG PHẦN MỀM ĐIỀU KHIỂN VÀ
GIÁM SÁT THEO MƠ HÌNH TRUNG TÂM ĐIỀU KHIỂN TỪ XA
TRẠM BIẾN ÁP KHÔNG NGƯỜI TRỰC ỨNG DỤNG CHO TRẠM
TRÔI 110KV

LUẬN VĂN THẠC SỸ KHOA HỌC
Điều khiển & Tự động hoá

Hà Nội - Năm 2019


BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA HÀ NỘI
---------------------------------------

Nguyễn Tiến Khang

NGHIÊN CỨU THIẾT KẾ HỆ THỐNG PHẦN MỀM ĐIỀU KHIỂN VÀ
GIÁM SÁT THEO MƠ HÌNH TRUNG TÂM ĐIỀU KHIỂN TỪ XA
TRẠM BIẾN ÁP KHÔNG NGƯỜI TRỰC ỨNG DỤNG CHO TRẠM
TRÔI 110KV

LUẬN VĂN THẠC SỸ KHOA HỌC

Điều khiển & Tự động hố

NGƯỜI HƯỚNG DẪN KHOA HỌC
PGS. TS. Hồng Sĩ Hồng

Hà Nội - Năm 2019


CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM
Độc lập – Tự do – Hạnh phúc

BẢN XÁC NHẬN CHỈNH SỬA LUẬN VĂN THẠC SĨ
Họ và tên tác giả luận văn: Nguyễn Tiến Khang
Đề tài luận văn: Nghiên cứu thiết kế hệ thống phần mềm điều khiển và giám
sát theo mơ hình trung tâm điều khiển từ xa trạm biến áp không người trực ứng dụng
cho Trạm Trôi 110kV.
Chuyên ngành: Điều khiển & Tự động hoá
Mã số học viên: CB180126
Tác giả, Người hướng dẫn khoa học và Hội đồng chấm luận văn xác nhận tác
giả đã sửa chữa, bổ sung luận văn theo biên bản họp Hội đồng ngày 31/10/2019 với
các nội dung sau:
− Chỉnh sửa các lỗi chính tả trong luận văn.
− Bổ sung mô tả tổng thể các chức năng của hệ thống điều khiển và giám sát tại
trung tâm điều khiển.
− Bổ sung, làm rõ các tiêu đề, thuật ngữ (ví dụ ICCP,...).
tháng

Ngày
Giáo viên hướng dẫn

năm 2019

Tác giả luận văn

CHỦ TỊCH HỘI ĐỒNG


MỤC LỤC
MỤC LỤC .................................................................................................................. 1
LỜI CAM ĐOAN ...................................................................................................... 4
LỜI CẢM ƠN ............................................................................................................ 5
DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU, CÁC CHỮ VIẾT TẮT.......................................... 6
DANH MỤC CÁC BẢNG ........................................................................................ 9
DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ, ĐỒ THỊ ................................................................ 10
MỞ ĐẦU .................................................................................................................. 12
CHƯƠNG 1: ĐỊNH HƯỚNG PHÁT TRIỂN TRUNG TÂM ĐIỀU KHIỂN TỪ XA,
TRẠM BIẾN ÁP KHÔNG NGƯỜI TRỰC Ở VIỆT NAM ..................................... 15
1.1. Tổng quan về hệ thống điện Việt Nam .......................................................15
1.2. Định hướng phát triển các TTĐK của EVN ..............................................17
1.2.1. Nhu cầu và định hướng chung..................................................................17
1.2.2. Mơ hình tổ chức TTĐK đối với khâu truyền tải ......................................18
1.2.3. Mơ hình tổ chức TTĐK đối với khâu phân phối ......................................19
1.2.4. Quy định về các giao thức truyền tin .......................................................20
1.2.5. Luồng dữ liệu giữa các hệ thống ..............................................................21
1.3. Kết luận chương 1 .........................................................................................21
CHƯƠNG 2: HIỆN TRẠNG TRẠM BIẾN ÁP 110kV E1.31 TRẠM TRÔI VÀ
SỰ CẦN THIẾT NÂNG CẤP THÀNH TRẠM KHÔNG NGƯỜI TRỰC ....... 22
2.1. Địa điểm và đặc điểm vận hành trạm biến áp 110kV E1.31 Trạm Trơi .22
2.1.1. Đặc điểm, cấu hình trạm phía 110kV .......................................................22
2.1.2. Đặc điểm, cấu hình trạm phía 35kV .........................................................22

2.1.3. Đặc điểm, cấu hình trạm phía 22kV .........................................................23
2.1.4. Điện tự dùng xoay chiều, một chiều ........................................................23
2.2. Hệ thống điều khiển bảo vệ 110kV ..............................................................24
2.2.1. Hệ thống điều khiển .................................................................................24
2.2.2. Hệ thống Rơle bảo vệ phía 110kV ...........................................................25
2.3. Hệ thống Rơle bảo vệ phía 35kV và 22kV ..................................................28
2.4. Sự cần thiết nâng cấp thành trạm biến áp không người trực ..................28
2.5. Kết luận chương 2 .........................................................................................29
CHƯƠNG 3: LỰA CHỌN GIẢI PHÁP KỸ THUẬT NÂNG CẤP TRẠM 110kV
E1.31 TRẠM TRÔI ................................................................................................. 31
3.1. Cơ sở thực hiện .............................................................................................31

1


3.2. Quy mô trạm sau cải tạo ..............................................................................31
3.3. Các giải pháp kỹ thuật .................................................................................31
3.3.1. Các giải pháp kỹ thuật ..............................................................................31
3.3.2. Giải pháp hệ thống điều khiển..................................................................36
3.3.3. Giải pháp bảo vệ .......................................................................................37
3.3.4. Giải pháp hệ thống truyền dẫn .................................................................43
3.3.5. Giao thức truyền thơng .............................................................................44
3.3.6. Đặc tính kỹ thuật ......................................................................................48
3.4. Kết luận chương 3 .........................................................................................66
CHƯƠNG 4: THIẾT KẾ PHẦN MỀM SCADA TẠI TTĐK TỪ XA KHU VỰC
HÀ NỘI ỨNG DỤNG CHO TBA 110KV E1.31 TRẠM TRƠI.......................... 67
4.1. Hiện trạng hệ thống thơng tin, SCADA tại TBA 110kV E1.31 Trạm Trôi
...............................................................................................................................67
4.1.1. Hệ thống thông tin ....................................................................................67
4.1.2. Hệ thống SCADA.....................................................................................67

4.2. Thiết kế hệ thống tại SCADA TTĐK từ xa B1 ..........................................69
4.2.1. Mơ hình thiết kế phần cứng SCADA .......................................................69
4.2.2. Mơ hình trao đổi dữ liệu ...........................................................................71
4.3. Các yêu cầu chức năng của phần mềm SCADA tại TTĐK từ xa ............73
4.4. Lựa chọn phần mềm thiết kế tại TTĐK từ xa B1 ......................................73
4.5. Kiến trúc của phần mềm SCADA ...............................................................75
4.6. Thiết kế, xây dựng các mô-đun chức năng của phần mềm SCADA ........77
4.6.1. Thiết kế, xây dựng các nút bấm chức năng ..............................................78
4.6.2. Thiết kế, xây dựng mô-đun quản trị người dùng .....................................78
4.6.3. Thiết kế, xây dựng các màn hình giám sát dữ liệu ...................................81
4.6.4. Thiết kế mô-đun điều khiển các thiết bị tại trạm .....................................85
4.6.5. Thiết kế, xây dựng mô-đun cảnh báo sự cố .............................................91
4.6.6. Thiết kế, xây dựng mô-đun ghi chép sự kiện ...........................................95
4.6.7. Thiết kế, xây dựng mô-đun theo dõi đồ thị phụ tải ..................................96
4.6.8. Thiết kế, xây dựng mô-đun báo cáo .........................................................97
4.7. Quy hoạch, xây dựng datalist theo chuẩn IEC 60870 – 5 – 104 ...............99
4.7.1. Deadband ..................................................................................................99
4.7.2. Quy hoạch, xây dựng datalist tại TTĐK từ xa .......................................101
4.8. Kết luận chương 4 .......................................................................................104

2


THỬ NGHIỆM, ĐÁNH GIÁ KẾT QUẢ VÀ HƯỚNG PHÁT TRIỂN ........... 105
TÀI LIỆU THAM KHẢO .................................................................................... 107
PHỤ LỤC ............................................................................................................... 108

3

LỜI CAM ĐOAN
Tơi xin cam đoan đây là cơng trình nghiên cứu của riêng tôi. Các số liệu, kết
quả trong luận văn là hoàn toàn trung thực. Nội dung luận văn chưa từng được ai
công bố trong bất kỳ công trình nào khác.
TÁC GIẢ LUẬN VĂN

Nguyễn Tiến Khang

4


LỜI CẢM ƠN
Trong quá trình thực hiện luận văn của mình, tơi đã nhận được rất nhiều sự giúp
đỡ, động viên và chia sẻ của gia đình, các thầy cơ giáo, các anh chị và các bạn.
Đầu tiên, tôi xin bày tỏ lịng biết ơn sâu sắc đến PGS.TS. Hồng Sĩ Hồng, người
hướng dẫn trực tiếp tôi thực hiện đề tài này. PGS.TS. Hồng Sĩ Hồng đã có những
định hướng, chỉ bảo, hướng dẫn và trao đổi với tôi trong suốt q trình học tập, thực
hiện luận văn này.
Tơi xin chân thành cảm ơn các thầy cô trong Viện Điện đã tận tình giảng dạy,
trang bị cho tơi những kiến thức quý báu trong năm vừa qua.
Tôi xin chân thành cảm ơn Trung tâm điều độ hệ thống điện miền bắc và Trung
tâm điều độ hệ thống điện thành phố Hà Nội đã giúp đỡ, tạo điều kiện luận lợi cho
tơi được tiếp cận với quy trình điều độ hệ thống điện.
Tôi xin gửi lời cảm ơn đến các anh chị cán bộ của trạm biến áp 110kV E1.31
Trạm Trôi đã tạo mọi điều kiện thuận lợi nhất, tốt nhất về thủ tục, kỹ thuật và con
người, giúp luận văn này được hồn thành.
Tơi cũng xin gửi lời cảm ơn đến anh Nguyễn Viết Tùng – Kỹ sư tự động hóa tại
Tổng cơng ty điện lực Hà Nội (Hà Nội PC) đã nhiệt tình giúp đỡ tơi những kiến thức
về thiết bị điện, hệ thống điện và tự động hóa trạm biến áp.
Tôi xin chân thành cảm ơn Ban giám hiệu trường Đại học Bách khoa Hà Nội,

Viện Điện và Bộ môn Kỹ thuật đo và Tin học công nghiệp đã tạo điều kiện thuận lợi
giúp tơi hồn thiện luận văn này.
Cuối cùng, tơi xin bày tỏ lịng biết ơn sâu sắc đến cha mẹ, anh trai tôi đã giúp
đỡ cả về vật chất lẫn tinh thần, tạo điều kiện, động viên và khích lệ tơi trong suốt q
trình học tập và thực hiện luận văn.
Học viên cao học được hỗ trợ bởi chương trình học bổng đào tạo thạc sĩ, tiến sĩ
trong nước của Quỹ Đổi mới sáng tạo Vingroup.
TÁC GIẢ LUẬN VĂN

Nguyễn Tiến Khang

5


DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU, CÁC CHỮ VIẾT TẮT
Viết tắt

Tiếng Anh

Tiếng Việt

A0

Trung tâm Điều độ Hệ thống
điện Quốc gia

A1

Trung tâm Điều độ Hệ thống
điện miền Bắc

A2

Trung tâm Điều độ Hệ thống
điện miền Nam

A3

Trung tâm Điều độ Hệ thống
điện miền Trung

AC

Alternating Current

Dòng điện xoay chiều

AI

Analog Input

Đầu vào tương tự

AO

Analog Output

Đầu ra tương tự

AVR

Automatic Voltage Regulator

Hệ thống điều khiển điện áp tự
động

CB

Circuit Breaker

Máy cắt

CIM

Common Interface Model

Mơ hình giao thức thơng dụng

CP

Control Panel

Tủ điều khiển

CPU

Central Processing Unit

Bộ xử lý trung tâm
Cơ sở dữ liệu

CSDL
DC

Driect Current

Dòng điện một chiều

DCS

Distributed Control System

Hệ thống điều khiển phân tán

DI

Double Input

Đầu vào kép

DO

Double Output

Đầu ra kép

DS

Disconnector Switch

Dao cách ly

ES

Earthing Switch

Dao tiếp địa

EVN

Electric of Vietnam

Tập đoàn Điện lực Việt Nam

EVNCPC

Tổng Công ty Điện lực miền
Trung

EVNGENCO

Tổng Công ty phát điện

EVNNPC

Tổng Công ty Điện lực miền
Bắc

6

Viết tắt

Tiếng Anh

Tiếng Việt

EVNNPT

Tổng Công ty Truyền tải điện
Quốc gia

EVNSPC

Tổng Công ty Điện lực miền
Nam

FDIR

Fault Direction, Isolated and
Reclose

Phát hiện sự cố, cách ly và tự
động đóng lại

GPS

Global Positioning System

Hệ thống định vị toàn cầu

HIS

Human Interface System

Hệ thống giao diện người dùng

HMI

Human Machine Interface

Giao diện người máy

I/O

Input/Output

Đầu vào/đầu ra

ICCP

Inter Control Center Protocol

Máy chủ liên kết dữ liệu

IEC

International Electrotechnical
Commision

Ủy ban kỹ thuật điển tử quốc tế

IED

Intelligent Electronic Devices

Thiết bị điện tử thông minh

KCĐ

Khí cụ điện

LAN

Local Area Network

Mạng cục bộ

LBS

Load Break Switch

Máy cắt phụ tải

MAIFI

Momentary Average
Interruption Frequency Index

Chỉ số về số lần mất điện

thống qua của lưới điện phân
phối

OSI

Open Systems Interconnection

Mơ hình tham chiếu kết nối các
hệ thống mở

PC

Personal Computer

Máy tính cá nhân

PP

Production panel

Tủ cấp nguồn cho các máy sản
xuất
Máy cắt tự đóng lại

RECLOSER
RTU

Remote Terminal Unit

Thiết bị đầu cuối từ xa

SAIDI

System Average Interruption
Duration Index

Chỉ số về thời gian mất điện
trung bình của lưới điện phân
phối

SAIFI

System Average Interruption
Frequency Index

Chỉ số về số lần mất điện trung
bình của lưới điện phân phối

7


Viết tắt

Tiếng Anh

Tiếng Việt

SAS

Substation Automation System

Hệ thống tự động hóa TBA

SCADA

Supervisory Control And Data
Acquicsition

Điều khiển giám sát và thu
thập dữ liệu

SCL

Structred Control Language

Ngơn ngữ lập trình điều khiển
cấu trúc

SI

Single Input

Đầu vào đơn

SO

Single Output

Đầu ra đơn

TBA

Trạm biến áp

TCP/IP

Transmission Control
Protocol/Internet Protocol

Giao thức kiểm sốt truyền
thơng/Giao thức mạng tồn cầu

TSD

Double TeleSignal

Tín hiệu trạng thái (2 bít)

TSS

Single TeleSignaling

Tín hiệu cảnh báo (1 bít)

TTĐK

Trung tâm Điều khiển

TTLĐ

Đội thao tác lưu động

8


DANH MỤC CÁC BẢNG
Bảng 1.1: Công suất khả dụng theo miền của hệ thống điện Quốc gia (tháng 10/2019)
...................................................................................................................................15
Bảng 1.2: Danh mục số lượng các trạm biến áp toàn hệ thống năm 2018................16
Bảng 3.1: Thống kê hiện trạng Rơle tại trạm 110kV E1.31 Trạm Trôi ....................31
Bảng 3.2: Danh mục các trang thiết bị cần thiết cho hệ thống truyền dẫn ...............44
Bảng 3.3: Các kiểu dữ liệu trong IEC 60870 – 5 – 101/104 .....................................47
Bảng 3.4: Tiêu chuẩn IEC60502-1 đối với cáp 0,6/1kV CXV 2x4mm2 ..................64
Bảng 3.5: Tiêu chuẩn IEC60502-1 đối với cáp 0,6/1kV CVV-S-FR 4x4mm2 .........65
Bảng 3.6: Tiêu chuẩn IEC60502-1 đối với cáp 0,6/1kV CVV-S-FR 4x2,5mm2 ......65
Bảng 3.7: Tiêu chuẩn IEC60502-1 đối với cáp 0,6/1kV CVV-S-FR 19x1,5mm2 ....66
Bảng 4.1: Thống kê hệ thống thông tin tại TBA 110kV E1.31 Trạm Trôi ...............67
Bảng 4.2: Thống kê thiết bị đầu cuối RTU tại trạm biến áp 110kV E1.31 Trạm Trôi
...................................................................................................................................68
Bảng 4.3: Danh mục các trang thiết bị phần cứng cho TTĐK B1 ............................71
Bảng 4.4: Chức năng các nút bấm ............................................................................78
Bảng 4.5: Các loại User và mức phân quyền ............................................................79
Bảng 4.6: Thiết kế các đối tượng ..............................................................................82
Bảng 4.7: Màu sắc và cấp điện áp .............................................................................83
Bảng 4.8: Thời gian và mức độ quá tải cho phép của MBA lực trong TBA ............93
Bảng 4.9: Quy định màu sắc các nhóm bản tin Alarm .............................................94
Bảng 4.10: Quy định giá trị deadband tương ứng với từng nhóm biến ..................100
Bảng 4.11: Các thành phần hình thành địa chỉ IEC 60870 – 5 – 101/104 ..............102
Bảng 4.12: Ví dụ bảng Datalist địa chỉ OPC server TTĐK B1 theo tiêu chuẩn IEC –
104 ...........................................................................................................................102

9


DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ, ĐỒ THỊ
Hình 1.1: Cơ cấu phụ tải hệ thống điện Việt Nam năm 2018 ...................................15
Hình 1.2: Sơ đồ khối định hướng mơ hình TTĐK lưới truyền tải ............................19
Hình 1.3: Sơ đồ khối định hướng mơ hình TTĐK lưới điện phân phối ...................20
Hình 1.4: Sơ đồ thủ tục truyền tin .............................................................................20
Hình 2.1: Bộ điều khiển bảo vệ chính trong tủ Rơle bảo vệ ngăn liên lạc 112 ........25
Hình 2.2: Bộ điều khiển bảo vệ chính trong tủ Rơle bảo vệ ngăn đường dây 171, 172
...................................................................................................................................26
Hình 2.3: Bộ điều khiển bảo vệ chính trong tủ Rơle bảo vệ ngăn đường dây 131, 132
...................................................................................................................................27
Hình 3.1: Mơ hình thiết kế hệ thống kênh truyền .....................................................43
Hình 3.2: Mơ hình tham chiếu cho tiêu chuẩn IEC 60870 – 5 – 101/104 ................45
Hình 3.3: Các thành phần của tiêu chuẩn IEC 60870 ...............................................46
Hình 3.4: Kiến trúc Master – Slave ...........................................................................46
Hình 4.1: Luồng dữ liệu đo lường từ các TBA 110kV gửi đến điều độ miền ..........67
Hình 4.2: Thiết kế hệ thống SCADA tại TTĐK B1..................................................69
Hình 4.3: Mơ hình trao đổi dữ liệu hệ thống tại TTĐK B1 ......................................72
Hình 4.4: Mơ hình kiến trúc phần mềm SCADA .....................................................76
Hình 4.5: Các nút bấm chức năng của phần mềm SCADA TTĐK B1.....................78
Hình 4.6: Cửa sổ đăng nhập ......................................................................................79
Hình 4.7: Biểu đồ trình tự đăng nhập ........................................................................80
Hình 4.8:Cấu hình User.............................................................................................81
Hình 4.9: Màn hình vị trí tương quan các TBA khơng người trực ...........................82
Hình 4.10: Màn hình giám sát sơ đồ một sợi ............................................................84
Hình 4.11: Lưu đồ thuật tốn thực hiện 1 lệnh điều khiển ......................................85
Hình 4.12: Máy cắt 112 sẵn sàng đóng điện sau khi thỏa mãn điều kiện liên động .86

Hình 4.13: Máy cắt 112 sẵn sàng cắt điện sau khi thỏa mãn điều kiện liên động ....86
Hình 4.14: Lựa chọn điều khiển thiết bị ...................................................................87

10


Hình 4.15: Lựa chọn điều khiển thiết bị ...................................................................87
Hình 4.16: Giao diện điều khiển máy cắt ..................................................................88
Hình 4.17: Cửa sổ xác thực thao tác điều khiển .......................................................88
Hình 4.18: Màn hình thể hiện các liên động liên quan đến thiết bị ..........................88
Hình 4.19: Các bước thao tác cắt an tồn máy cắt phục vụ sửa chữa/bảo dưỡng. ...90
Hình 4.20: Cửa sổ điều chỉnh nấc máy biến áp ........................................................90
Hình 4.21: Giao diện Rơ le .......................................................................................91
Hình 4.22: Lưu đồ thuật tốn cảnh báo sự cố ...........................................................92
Hình 4.23: Cấu hình cảnh báo nhiệt dộ MBA T1 vượt ngưỡng ...............................93
Hình 4.24: Màn hình Summary Alarm .....................................................................94
Hình 4.25: Trạng thái giải trừ Alarm ........................................................................94
Hình 4.26: Màn hình Alarm List ...............................................................................95
Hình 4.27: Tính năng lọc cảnh báo ...........................................................................95
Hình 4.28: Màn hình Event List ................................................................................96
Hình 4.29: Màn hình đồ thị phụ tải ...........................................................................97
Hình 4.30: Lưu đồ thuật tốn quá trình thu thập dữ liệu báo cáo trong 1 ngày ........98
Hình 4.31: Báo cáo thơng số vận hành trạm .............................................................98
Hình 4.32: Cấu hình deaband tại cấp rơ le – Gateway............................................100
Hình 4.33: Lưu đồ q trình gửi tín hiệu AI từ TBA khơng người trực lên TTĐK
.................................................................................................................................101
Hình 4.34: Ánh xạ địa chỉ vào biến nội theo tiêu chuẩn IEC 60870 – 5 – 104 ......103

11

MỞ ĐẦU
1. LÝ DO CHỌN ĐỀ TÀI
Hiện nay, thông tin dữ liệu vận hành của các trạm 110kV chỉ được thu thập một
phần và chỉ truyền dữ liệu về các Trung tâm Điều độ miền, các đơn vị vận hành trực
tiếp như các Công ty Điện lực tỉnh, các Tổng Cơng ty Điện lực đều khơng có dữ liệu
truyền về.
Ngồi ra, việc vận hành trạm cũng còn nhiều hạn chế. Dữ liệu vận hành được
nhân viên trực trạm chốt bằng tay, ghi vào sổ và nhập vào các file báo cáo. Việc thực
hiện các lệnh thao tác theo trình tự nhân viên cấp điều độ gọi điện trực tiếp xuống
trạm, ra lệnh thao tác, nhân viên vận hành trạm thực hiện và báo lại kết quả thao tác
cho nhân viên điều độ.
Nhân viên điều độ Điện lực tỉnh khơng có hệ thống giám sát thời gian thực các
trạm biến áp và đường dây, nên phải ghi nhớ trong đầu hoặc đánh dấu trên sơ đồ tình
trạng hoạt động và phải thường xuyên gọi điện trao đổi tình hình với các trạm 110kV.
Việc thiếu thông tin giám sát làm ảnh hưởng rất nhiều đến công tác điều hành lưới
điện, gây tổn thất và giảm năng suất cấp điện.
Ngoài ra, hiện tại các trạm biến áp 110kV đang duy trì chế độ trực tồn thời
gian 24/24, 3 ca – 4 kíp, mỗi ca trực 2 người, nên số lượng nhân viên trực vận hành
trạm là rất lớn.
Do vậy, nhu cầu đặt ra là xây dựng các hệ thống điều khiển giám sát và thu thập
dữ liệu các trạm 110kV, phục vụ trực tiếp các đơn vị quản lý vận hành trạm.
2. MỤC ĐÍCH
Đề tài “Nghiên cứu thiết kế hệ thống phần mềm điều khiển và giám sát theo mơ
hình trung tâm điều khiển từ xa trạm biến áp không người trực ứng dụng cho Trạm
Trôi 110kV” được thực hiện theo định hướng phát triển của EVN. Mục tiêu bao gồm:
− Kiểm chứng lại mơ hình tổng thể được mà EVN xây dựng. Qua đó, thể hiện mơ
hình chi tiết hơn về hạ tầng, trang thiết bị tại trạm và trung tâm;
− Thiết kế, xây dựng hệ phần mềm SCADA tại TTĐK từ xa đầy đủ các mô-đun
giám sát, điều khiển, cảnh báo sự cố, ghi chép sự kiện, báo cáo,…từng bước làm

chủ công nghệ trong việc triển khai, nâng cấp, đào tạo chuyển giao công nghệ
trong ngành điện.
3. ĐỐI TƯỢNG VÀ PHẠM VI ÁP DỤNG
Một TTĐK từ xa bao gồm rất nhiều yếu tố như hệ thống SCADA, camera, hệ
thống an ninh, báo cháy… trong đó quan trọng nhất là hệ thống SCADA. Hệ thống

12


SCADA gồm 3 thành phần: Phần cứng, phần mềm và truyền thơng, trong đó:
− Phần cứng được hiểu là các thiết bị đầu cuối, thiết bị thu thập dữ liệu
(RTU/Gateway); Hệ thống máy tính; Hệ thống cáp ghép nối thiết bị.
− Hệ thống phần mềm là hệ thống thu thập, lưu trữ và xử lý dữ liệu như phần mềm
giao diện HMI; Phần mềm phục vụ mô phỏng, thử nghiệm hệ thống. Sau đây gọi tắt
là phần mềm SCADA với các mô-đun chức năng giám sát, điều khiển, cảnh báo sự
cố, ghi chép sự kiện, báo cáo.
Trong phạm vi của luận văn, tác giả tập trung vào việc thiết kế, xây dựng phần
mềm SCADA với các mô-đun chức năng tại TTĐK từ xa phục vụ điều khiển các
TBA 110kV khu vực Hà Nội.
4. PHƯƠNG PHÁP VÀ NỘI DUNG
Đề tài được thực hiện bằng phương pháp nghiên cứu lý thuyết và triển khai trực
tiếp trên phần mềm SCADA. Các mơ hình, giải pháp kết nối thu thập dữ liệu được
nghiên cứu và thực hiện trên các mơ hình mơ phỏng.
Luận văn bao gồm phần mở đầu, 4 chương và kết luận. Phần mở đầu thể hiện
tính cấp thiết, mục đích nghiên cứu, đối tượng áp dụng và các nội dung trình bày
trong đề tài.
Chương 1 đưa ra cái nhìn tổng quan về hệ thống điện Việt Nam bao gồm từ
khâu phát điện, truyền tải đến phân phối điện. Hiện trạng hệ thống điều khiển – thông
tin tại các trạm biến áp và định hướng phát triển của EVN cho hệ thống truyền tải,
phân phối điện.

Chương 2 đưa ra hiện trạng trạm biến áp 110kV E1.31 Trạm Trôi và sự cần thiết
phải nâng cấp thành trạm biến áp không người trực.
Chương 3 nêu ra các lựa chọn giải pháp kỹ thuật cần thực hiện tại các trạm biến
áp 110kV E1.31 Trạm Trôi để để nâng cấp thành các trạm không người trực. Chương
này cũng đưa ra các giải pháp hệ thống điều khiển, hệ thống bảo vệ, hệ thống truyền
dẫn và các giao thức truyền tin sử dụng.
Chương 4 tập trung thiết kế hệ thống, thể hiện các module chức năng, thiết kế
phần mềm SCADA tại trung tâm điều khiển từ xa các TBA khu vực Hà Nội, lập bảng
ánh xạ địa chỉ.
Phần kết luận tổng kết lại các kết quả đạt được của đề tài, đồng thời đưa ra các
định hướng phát triển tiếp theo của các TTĐK, cũng như hướng nghiên cứu mới của
đề tài.

13


Từ những nội dung trên, kết cấu của luận văn bao gồm:
Mở đầu;
Chương 1: Định hướng phát triển trung tâm điều khiển từ xa, trạm biến áp không
người trực ở Việt Nam;
Chương 2: Hiện trạng trạm biến áp 110kV E1.31 Trạm Trôi và sự cần thiết nâng
cấp thành trạm không người trực;
Chương 3: Lựa chọn giải pháp kỹ thuật nâng cấp trạm 110kV E1.31 Trạm Trôi;
Chương 4: Thiết kế phần mềm SCADA tại TTĐK từ xa khu vực Hà Nội ứng
dụng cho TBA 110kV E1.31 Trạm Trôi;
Kết luận.

14

CHƯƠNG 1: ĐỊNH HƯỚNG PHÁT TRIỂN TRUNG TÂM ĐIỀU KHIỂN TỪ XA,
TRẠM BIẾN ÁP KHÔNG NGƯỜI TRỰC Ở VIỆT NAM
1.1. Tổng quan về hệ thống điện Việt Nam
Hệ thống điện Việt Nam được chia thành 3 miền và liên kết bởi hệ thống truyền
tải điện 500 KV. Công suất đặt hệ thống điện quốc gia năm 2018 đạt 49.122 MW
(tăng 27,12% so với năm 2015). Tổng công suất đặt của tồn EVN chiếm 57,18%
cơng suất đặt tồn hệ thống. [1]
Tính đến tháng 10/2019, công suất khả dụng công bố (bao gồm cả các tổ máy
nhiệt điện than dự phòng, nhập khẩu, thủy điện nhỏ) và hệ số điều chỉnh mực nước
cho phép như bảng Bảng 1.1: [2]
Bảng 1.1: Công suất khả dụng theo miền của hệ thống điện Quốc gia (tháng 10/2019)
Tháng 10
HTĐ QG
HTĐ Bắc
HTĐ Trung
HTĐ Nam (*)
HTĐ Nam (**)

Công suất
khả dụng

Cơng suất
dự phịng

Điện năng
dự phịng

Tỷ lệ dự
phịng

Alpha

MW

MW

triệu kWh

%

%

41.285
18.953
7.155
14.155
18.155

5.277
1.266
3.808
-1.832
2.168

553
-758
1474
-163
1967

3
-8
84
-2
21

0
0
0
0
0

(*) Chưa tính truyền tải và nhiệt điện dầu;
(**) Tính truyền tải, khơng tính nhiệt điện dầu.
Cơ cấu phụ tải hệ thống điện Việt Nam (2018) trong các lĩnh vực sinh hoạt,
công nghiệp, nơng nghiệp, dịch vụ… được thể hiện trong Hình 1.1. [3]
Sinh hoạt:
36%

Dịch vụ: 5%

Khác: 5%

Nơng
nghiệp: 1%

Cơng
nghiệp: 53%

Hình 1.1: Cơ cấu phụ tải hệ thống điện Việt Nam năm 2018

15


Trong mơ hình hệ thống điện của Việt Nam hiện nay, có thể chia thành ba khâu
chính gồm: Phát điện, truyền tải và phân phối.
Khâu phát điện: Bao gồm các nhà máy điện như thủy điện, nhiệt điện, phong
điện, thực hiện việc biến đổi các dạng năng lượng khác thành điện năng. Các nhà máy
điện thuộc quyền quản lý của các Tổng Công ty phát điện 1, 2, 3 (EVNGENCO 1, 2,
3), một số thuộc EVN, một số thuộc các đơn vị ngồi ngành điện như Tập đồn Dầu
khí Việt Nam, Tập đồn than và khống sản Việt Nam. Tính đến hết năm 2018, hệ
thống điện Việt Nam có 520 tổ máy đi vào vận hành. [1]
Khâu truyền tải: Bao gồm hệ thống các trạm biến áp 500kV, 220kV và hệ thống
lưới điện truyền tải, có chức năng truyền tải năng lượng điện từ khâu phát điện đến
các vùng, miền khác nhau. Các trạm 500kV, 220kV và một số trạm 110kV thuộc
Tổng Công ty Truyền tải điện Quốc gia (EVNNPT) quản lý và vận hành.
Khâu phân phối: Bao gồm hệ thống các trạm 110kV, các trạm trung gian, khách
hàng và hệ thống lưới phân phối. Khâu phân phối là khâu cuối cùng thực hiện việc
cung cấp điện cho người tiêu dùng. Các trạm thuộc khâu phân phối thuộc quyền quản
lý của các Tổng Công ty Điện lực miền Bắc, Trung, Nam (NPC, CPC, SPC), Tổng
Công ty Điện lực thành phố Hà Nội (HNPC) và Tổng Công ty Điện lực Hồ Chí Minh
(HCMPC). Các trạm này có thể được giao cho các Công ty Điện lực Tỉnh quản lý.
Danh sách số lượng các trạm biến áp 500kV, 220kV và 110kV tính đến tháng
12/2018 được tổng hợp trong Bảng 1.2. [1]
Bảng 1.2: Danh mục số lượng các trạm biến áp toàn hệ thống năm 2018
TT

Số lượng

Trạm biến áp

1

Trạm 500 kV

30

2

Trạm 220 kV

129

3

Trạm 110 kV

679

Theo tính chất quan trọng trong hệ thống, các trạm 500kV và 220kV được trang
bị hệ thống tự động hóa trạm biến áp SAS hiện đại ngay từ khi xây dựng, cho phép
thu thập dữ liệu, giám sát và điều khiển tồn bộ trạm biến áp thơng qua giao diện
phần mềm HMI.
Các trạm biến áp 110kV nằm dưới sự quản lý của 6 Tổng Công ty Điện lực

16


(NPT, NPC, CPC, SPC, HNPC, HCMPC) và do các Công ty Điện lực Tỉnh trực tiếp
vận hành, khai thác. Hàng năm, các trạm biến áp 110kV được trang bị, bổ sung và

nâng cấp thường xuyên. Do đó, nên số lượng, chủng loại… máy biến áp, máy cắt,
dao cách ly, dao tiếp địa, rơ le… rất đa dạng và phức tạp.
Căn cứ theo mơ hình tổ chức hệ thống trong TBA, có thể chia các TBA có người
trực thành hai loại đó là: TBA điều khiển truyền thống và TBA điều khiển tích hợp
[4]. Do vậy, tùy theo chủng loại, thiết bị, thời gian xây dựng… mà các trạm biến áp
110kV có thể được trang bị hoặc khơng trang bị hệ thống tự động hoá trạm biến áp
(SAS).
1.2. Định hướng phát triển các TTĐK của EVN
1.2.1. Nhu cầu và định hướng chung
Hiện nay, thông tin dữ liệu vận hành của các trạm 110kV chỉ được thu thập một
phần và chỉ truyền dữ liệu về các Trung tâm Điều độ miền, các đơn vị vận hành trực
tiếp như các Công ty Điện lực tỉnh, các Tổng Công ty Điện lực đều không có dữ liệu
truyền về.
Ngồi ra, việc vận hành trạm cũng còn nhiều hạn chế. Dữ liệu vận hành được
nhân viên trực trạm chốt bằng tay, ghi vào sổ và nhập vào các file báo cáo. Việc thực
hiện các lệnh thao tác theo trình tự nhân viên cấp điều độ gọi điện trực tiếp xuống
trạm, ra lệnh thao tác, nhân viên vận hành trạm thực hiện và báo lại kết quả thao tác
cho nhân viên điều độ.
Nhân viên điều độ Điện lực tỉnh khơng có hệ thống giám sát thời gian thực các
trạm biến áp và đường dây, nên phải ghi nhớ trong đầu hoặc đánh dấu trên sơ đồ tình
trạng hoạt động và phải thường xuyên gọi điện trao đổi tình hình với các trạm 110kV.
Việc thiếu thơng tin giám sát làm ảnh hưởng rất nhiều đến công tác điều hành lưới
điện, gây tổn thất và giảm năng suất cấp điện.
Ngoài ra, hiện tại các trạm biến áp 110kV đang duy trì chế độ trực tồn thời
gian 24/24, 3 ca – 4 kíp, mỗi ca trực 2 người, nên số lượng nhân viên trực vận hành
trạm là rất lớn.
Do vậy, nhu cầu đặt ra là xây dựng các hệ thống điều khiển giám sát và thu thập
dữ liệu các trạm 110kV, phục vụ trực tiếp các đơn vị quản lý vận hành trạm.

17

Ngày 11 tháng 11 năm 2015, EVN có cơng văn số 4725/EVN – KTSX về việc
“Định hướng phát triển Trung tâm điều khiển xa và TBA không người trực”. Với
định hướng chung như sau:
− Áp dụng các giải pháp tự động hóa, xây dựng các Trung tâm điều khiển nhằm
nâng cao năng suất lao động và tăng độ tin cậy cung cấp điện, vận hành an toàn lưới
điện;
− Mục tiêu đến năm 2020, giảm số lượng nhân viên trực vận hành tại các TBA
500kV, 220kV, riêng TBA 110kV tiến tới tồn bộ khơng người trực.
Về mơ hình tổ chức, các đơn vị bố trí lại lực lượng quản lý vận hành thành các
đơn vị, bộ phận như sau:
“TTĐK là trung tâm được trang bị hệ thống cơ sở hạ tầng cơng nghệ thơng tin,
viễn thơng để có thể giám sát, thao tác từ xa các thiết bị trong một nhóm nhà máy
điện, nhóm TBA hoặc các thiết bị đóng cắt trên lưới điện theo lệnh điều độ của cấp
điều độ có quyền điều khiển đối với các thiết bị thuộc TTĐK. Quyền, trách nhiệm và
nhiệm vụ của Nhân viên vận hành TTĐK được quy định chi tiết trong thông tư
40/2014/TT-BCT Quy định quy trình điều độ hệ thống điện Quốc gia”. [5]
“TTLĐ là đội thao tác lưu động, trực thuộc các Công ty Truyền tải điện (đối
với lưới truyền tải), các Công ty Lưới điện cao thế (đối với lưới điện 110kV) hoặc
Công ty Điện lực (đối với lưới điện trung áp) được bố trí theo từng cụm trạm điện
hoặc thiết bị đóng cắt trên lưới điện”. [5]
TTLĐ thực hiện các nhiệm vụ sau:
− Thực hiện các thao tác không thực hiện được từ xa trong tình huống vận hành
tốt và xảy ra sự cố theo yêu cầu của TTĐK;
− Hỗ trợ xử lý sự cố khi cần thiết;
− Thực hiện công tác vệ sinh công nghiệp và kiểm tra định kỳ các thiết bị trong
TBA và trên lưới điện;
− Thực hiện các biện pháp an toàn và giao nhận hiện trường cho các nhóm cơng
tác tại TBA hoặc trên lưới, trực tại hiện trường trong thời gian có cơng tác.

1.2.2. Mơ hình tổ chức TTĐK đối với khâu truyền tải
Đối với Tổng Công ty Truyền tải điện quốc gia (EVNNPT), lựa chọn vị trí các
TBA 500kV và 220kV quan trọng trên hệ thống để bố trí các TTĐK. Định hướng mỗi
TTĐK điều khiển cho một nhóm khoảng 5 TBA trong khu vực. Trong trường hợp

18


mật độ bố trí trạm thuận lợi thì số lượng trạm có thể nhiều hơn. Việc lựa chọn số TBA
trong nhóm điều khiển xa và số người trực mỗi ca tại TTĐK cần xem xét đến các tình
huống vận hành khó khăn khi xảy ra sự cố diện rộng gây mất điện nhiều TBA với
mục tiêu đảm bảo thời gian thao tác và xử lý sự cố của các nhân viên vận hành trong
q trình khơi phục lại lưới điện khu vực.
Mơ hình tổ chức TTĐK đối với khâu truyền tải được chỉ ra như Hình 1.2. [5]
T.Tin Đ.độ

T.Tin Đ.độ

Lệnh thao tác
lưới 220/110kV

Lệnh thao tác
lưới 500kV

Lệnh thao tác
lưới trung áp

Thao tác xa

TBA 220kV

TỔ THAO TÁC LƯU ĐỘNG 1
(TRỰC THUỘC CÔNG TY
TRUYỀN TẢI ĐIỆN)

ỘNG 2
NG TY
N)

Hình 1.2: Sơ đồ khối định hướng mơ hình TTĐK lưới truyền tải

1.2.3. Mơ hình tổ chức TTĐK đối với khâu phân phối
Các TTĐK được xây dựng tại các Công ty Điện lực Tỉnh/Thành phố, thực hiện
việc điều khiển cho các TBA và các thiết bị trên lưới trong phạm vi quản lý. Các điều
độ viên cấp điều độ phân phối được giao quyền trực tiếp thực hiện thao tác xa các
thiết bị trong TBA và trên lưới. Số lượng điều độ viên trong mỗi ca trực cần xem xét
đến các tình huống vận hành khó khăn khi sự cố diện rộng gây mấy điện nhiều TBA
với mục tiêu đảm bảo thời gian thao tác và xử lý sự cố của nhân viên vận hành trong
quá trình khơi phục lại lưới điện khu vực.
Mơ hình tổ chức TTĐK đối với khâu phân phối được chỉ ra như Hình 1.3. [5]

19


ĐIỀU ĐỘ MIỀN (A1,2,3)

T.Tin Đ.độ

TTĐK TRẠM 110KV

Lệnh thao tác
lưới 110kV

Thao tác xa

TBA 110kV

Lưới điện trung áp
LBS, recloser

TỔ THAO TÁC LƯU ĐỘNG 1
(TRỰC THUỘC CÔNG TY LƯỚI
ĐIỆN CAO THẾ)

TỔ THAO TÁC LƯU ĐỘNG 2
(TRỰC THUỘC CÔNG TY LƯỚI
ĐIỆN CAO THẾ)

TỔ THAO TÁC LƯỚI TRUNG ÁP
(TRỰC THUỘC CƠNG TY LƯỚI
ĐIỆN CAO THẾ)

Hình 1.3: Sơ đồ khối định hướng mơ hình TTĐK lưới điện phân phối

1.2.4. Quy định về các giao thức truyền tin
Các TTĐK phải tuân thủ theo các thủ tục truyền tin để thực hiện việc trao đổi
dữ liệu với nhau và với hệ thống SCADA tại các Trung tâm điều độ. Các thủ tục
truyền tin được thể hiện như Hình 1.4. [5]
IED

Thiết bị thơng
thường

TTĐK khác

IEC 61850

Cáp tín hiệu

Thiết bị
đầu cuối
(RTU/
Gateway)

IEC 60870-5-101
IEC 60870-5-104

TTĐK
SCADA
phân phối

Modbus,...

ICCP
IEC 60870-5-104

Hệ thống SCADA
ĐĐQG/ĐĐ miền

Hình 1.4: Sơ đồ thủ tục truyền tin

Thủ tục theo tiêu chuẩn IEC 60870 – 5 – 101 áp dụng để kết nối thiết bị đầu
cuối (RTU hoặc Gateway) đến TTĐK khi sử dụng kênh truyền theo hình thức điểm
tới điểm (Point to Point).
Thủ tục theo tiêu chuẩn IEC 60870 – 5 – 104 áp dụng để kết nối giữa thiết bị
đầu cuối (RTU hoặc Gateway) và TTĐK hoặc giữa TTĐK và Trung tâm Điều độ khi
sử dụng kênh truyền là mạng IP.
Thủ tục theo tiêu chuẩn IEC 60870 – 5 – 104 hoặc ICCP, hay còn gọi là TASE.2,
áp dụng để kết nối giữa 2 hệ thống SCADA hoặc giữa TTĐK với Trung tâm Điều độ.

20


Tiêu chuẩn IEC 61850 áp dụng để trao đổi thông tin giữa RTU/Gateway với các
IEDs trong TBA, nhà máy điện.
Tiêu chuẩn IEC 61968 và IEC 61970 (CIM – Common Interface Model) áp
dụng để tạo giao diện trao đổi dữ liệu giữa các hệ thống phần mềm.
1.2.5. Luồng dữ liệu giữa các hệ thống
Các tín hiệu từ TBA khơng người trực được kết nối tập trung về TTĐK. Sau đó,
các tín hiệu được truyền về Trung tâm Điều độ hoặc TTĐK khác qua thủ tục truyền
tin nêu trên.
Đối với các TBA hiện hữu, sau khi chuyển đổi thành TBA không người trực và
kết nối với TTĐK thì sẽ bỏ kết nối trực tiếp với Trung tâm Điều độ hệ thống điện
Quốc gia và các Trung tâm Điều độ hệ thống điện miền.
Các nhà máy điện và các TBA không kết nối với TTĐK thì vẫn tiếp túc nối trực
tiếp với các Trung tâm Điều độ.
1.3. Kết luận chương 1
Hệ thống SCADA và các thiết bị tại TBA 110kV hiện nay rất đa dạng và phức
tạp. Các dữ liệu vận hành của trạm chỉ được thu thập một phần và truyền về các trung
tâm điều độ, các đơn vị quản lý, vận hành trực tiếp lại khơng có các dữ liệu vận hành

của trạm, gây khó khăn trong cơng tác vận hành, điều tiết lưới.
EVN đã có định hướng cho phép các đơn vị xây dựng các TTĐK, cũng như giao
quyền điều khiển các thiết bị trên lưới cho các đơn vị trực tiếp quản lý. Qua đó dần
dần từng bước tự động hóa khâu phân phối điện.
Do vậy, nhu cầu Tổng công ty điện lực Hà Nội đặt ra là xây dựng hệ thống điều
khiển giám sát và thu thập dữ liệu các trạm 110kV đặt tại Trung tâm điều độ hệ thống
điện Hà Nội (địa chỉ: 69 Đinh Tiên Hoàng, Lý Thái Tổ, Hoàn Kiếm, Hà Nội) phục
vụ trực tiếp công tác quản lý vận hành trạm.
Chương 2 sẽ đưa ra hiện trạng trạm biến áp 110kV E1.31 Trạm Trôi và sự cần
thiết phải nâng cấp thành trạm không người trực.

21


CHƯƠNG 2: HIỆN TRẠNG TRẠM BIẾN ÁP 110kV E1.31 TRẠM TRÔI VÀ
SỰ CẦN THIẾT NÂNG CẤP THÀNH TRẠM KHÔNG NGƯỜI TRỰC
2.1. Địa điểm và đặc điểm vận hành trạm biến áp 110kV E1.31 Trạm Trôi
TBA 110kV Trạm Trôi nằm trong khu thị trấn Trạm Trơi, huyện Hồi Đức,
thành phố Hà Nội. Trạm có nhiệm vụ cấp điện cho các phụ tải khu vực huyện Hoài
Đức, Đan Phượng và một số phụ tải vùng lân cận. Trạm được xây dựng và đưa vào
vận hành năm từ 2012 với 2 MBA T1, T2 110kV có tổng cơng suất 80MVA
(2x40MVA – 110/35/22kV), phía trung áp khai thác ở điện áp 35kV và 22kV. Sơ đồ
1 sợi tổng quan TBA E1.31 Trạm Trôi được thể hiện ở [Phụ lục 1, trang 108].
2.1.1. Đặc điểm, cấu hình trạm phía 110kV
Phía 110kV của trạm hiện đang vận hành theo sơ đồ 2 thanh cái có phân đoạn:
− Nguồn cấp: Lộ 182 E1.6 Chèm và Lộ 171 E10.6 Phúc Thọ
− 05 máy cắt 110kV, tình trạng: đang hoạt động tốt
− 10 bộ Dao cách ly 110kV, tình trạng: hoạt động tốt
− 06 bộ chống sét van 110kV (LA96) 1 pha lắp đầu cực MBA T1, T2; tình trạng:
đang vận hành tốt.

− 03 bộ biến dòng 1 pha 200-400-800-1200/1/1/1/1A mỗi ngăn 171; 172; 112;
tình trạng: đang vận hành tốt.
− 02 bộ biến dòng 1 pha 200-400-600-800/1/1/1/1A mỗi ngăn 131;132; tình trạng:
đang vận hành tốt.
− 02 bộ biến điện áp 1 pha mỗi ngăn đường dây 171 và 172, tỷ số 115/√3; 0,11/√3;
0,11/3. Tình trạng: vận hành tốt.
− 02 bộ biến điện áp 1 pha mỗi thanh cái C11 và C12, tỷ số 115/√3; 0,11/√3;
0,11/3. Tình trạng: vận hành tốt.
− Máy biến áp T1 - 40MVA - 115/38,5/23kV; tình trạng: đang vận hành tốt.
− Máy biến áp T2 - 40MVA - 115/38,5/23V; tình trạng: đang vận hành tốt.
2.1.2. Đặc điểm, cấu hình trạm phía 35kV
Trạm E1.31 hiện đang vận hành 2 thanh cái C31, C32 đặt trong phòng phân
phối với 17 tủ hợp bộ:

22